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Autorità per l'energia elettrica e il gas 1
REGOLAZIONE DELLA QUALITA’DEL SERVIZIO ELETTRICO:
EVOLUZIONE E PROSPETTIVE
Luca Lo Schiavolloschiavo@autorita.energia.it
Autorità per l’energia elettrica e il gasDirezione consumatori e qualità del servizio, vicedirettore
Seminario IEFE – Milano, 14 Novembre 2007
Il dipendente dell’Autorità che interviene a convegni, seminari o dibattiti ha cura di precisare il carattere personale delle opinioni espresse
(Codice etico AEEG, 10.3)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 2
Contenuti
• Incentivi per la qualità: i risultati
• Lezioni apprese da 10 anni di esperienza
• Direzioni di evoluzione della regolazione
• In sintesi: un processo di apprendimento
Autorità per l'energia elettrica e il gas 3
I punti di partenza
Regulators generally find it easier to regulate price than quality. Price has the greatest advantage of being (in certain markets at least) both one-dimensional and objectively measurable. Quality, on the other hand, is hard to pin down. It has many dimensions, some of which typically rest upon subjective evaluations by the consumer.
R. Baldwin and M. Cave, Understanding Regulation, 1999
Autorità per l'energia elettrica e il gas 4
QUALITÀ
QUALITA’SERVIZI
TELEFONICI
QUALITA’COMMERCIALE
CONTINUITA’DEL SERVIZIO
QUALITA’DELLA
TENSIONE
•ACCESSSO AL CALL CENTER
•SEMPLICITA’RISPONDITORE AUTOMATICO
•TEMPI DI ATTESA
•ATTENZIONE AL CLIENTE
•RETTIFICHE FATTURAZIONE
•RIPAR.GUASTI E VERIFICHE MISURATORI
•PREVENTIVI•ALLACCIAMENTI•ATTIVAZIONI•APPUNTAMENTI•INTERRUZIONI SENZA PREAVVISO LUNGHE E BREVI
•INTERRUZIONI CON PREAVVISO
•VARIAZIONI LENTE (10-MIN)
•BUCHI DI TENSIONE
•SOVRATENSIONI•ARMONICHE•FLICKER
VEN
DITA
DISTR
IBU
ZION
E E TR
ASM
ISSION
E
Dimensioni della qualitàdel servizio elettrico
MISU
RA
Autorità per l'energia elettrica e il gas 5
I punti di partenza
If you don’t measure results, you can’t tellsuccess from failure.If you can’t recognize failure, you can’t correct it.If you can demonstrate results, you can winpublic support.
D. Osborne and T. Gaebler,Reinventing Government, 1992
Autorità per l'energia elettrica e il gas 6
Monitoraggio della continuitàdel servizio elettrico
UTILITY: ENEL Distribuzione SpaINTERRUPTIONS: UNPLANNED, LONG YEAR: 2004
TERRITORY: ALL AGGREGATE UP TO MONTH: 12
CAUSE TRASM. HV MV LV TOTALDURATION (CML, SAIDI)
Acts of God 0,0 0,0 14,9 1,1 16,0Users' or third parties' respons. 2,3 0,1 11,2 1,5 15,0Utility's responsibility 0,0 3,0 45,6 14,4 63,1Total all causes 2,3 3,1 71,7 17,0 94,1
CAUSE TRASM. HV MV LV TOTALNUMBER (CIs, SAIFI)
Acts of God 0,00 0,00 0,08 0,00 0,09Users' or third parties' respons. 0,14 0,01 0,28 0,01 0,44Utility's responsibility 0,00 0,10 1,87 0,14 2,11Total all causes 0,14 0,11 2,23 0,15 2,64
VOLTAGE LEVELS
Autorità per l'energia elettrica e il gas 7
Il committment
Liberalisation is often opposed on the grounds that it could damage public service and weaken national industry. We have taken quality of service as one of the main targets of regulatory action, the aim being to demonstrate that liberalisation plus regulation will produce better quality than did the previous regime.
Pippo Ranci, primo Presidente dell’Autorità di regolazione italiana[P. Ranci, Regulating Energy in Italy, in: C. Henry, M. Matheu, A. Jeunemaitre (editors),
Regulation of network Utilities. The European Experience, Oxford University Press, 2001, p. 195-204]
In my consultation paper I sought views on whether it would be reasonable to establish a link between the standards of service achieved by different companies and the revenue to which each is entitled under the new price control. (…) Knowing the importance that customers and companies attach to quality of service, I considered this matter very carefully, and explored various possible methods of relating price to quality. I came to the conclusion that the difficulties and disadvantages of making an explicit link outweigh the potential advantages.
Stephen Littlechild, Offer Director General, UK [estratto da: Offer, The Distribution Price Control: Proposals, Aug. 1994, p. 26-28)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 8
La regolazione in formule
tQXRPIcapprice ±−=_
∑ ∑∈ ∈
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡ +×−=
Aziendei
domtjdomndomtjndom
Ambitijtjt
EncEncEffStdQi
tj
8760)( ,,,,
, ,
)1(1,, jtjtj StdStd α−×= −
0%5 ,,
,,=⇒<
−tj
tj
tjtjQ
StdEffStd
MaxQMaxtj ≤≤− ,
2
Ex-post ogni anno t sulla base di Effj,t
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−= %2;1max
121
j
k
j LivPartLivObα
k: concentrazione
Ex-ante per 4 anni
Autorità per l'energia elettrica e il gas 9
Miglioramenti della continuità del servizio: minuti persi a liv. nazionale
0
50
100
150
200
1998 1999 2000 2001 2002 2003 * 2004 2005 2006
Min
uti p
ersi
per
clie
nte
all'a
nno
Interruzioni di responsabilità del distributore altre interruzioni (*escluso blackout 2003)
DAL 1999 AL 2006: MIGLIORAMENTO DEL 66,6% IN DURATA
IMPATTO MEDIO IN TARIFFA:2000-03: ∼ 3€ / CLIENTE / ANNO
2004-07(stima): ∼ 4€ / CLIENTE / ANNO
Autorità per l'energia elettrica e il gas 10
Suddivisione per attribuzione (in %) delle interruzioni “escluse” (anno 2006)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 11
Miglioramenti della continuità del servizio: minuti persi a liv. regionale
Minuti persi per cliente BT - tutte le interruzioni (media biennale)
148
168
118 132115
9179 81 71
8487
95109
199192
277
106
125
158
202
252266
8597
109
132
190189
0
50
100
150
200
250
300
1998-1999 1999-2000 2000-2001 2001-2002 2002-2003* 2003*-2004 2004-2005
Min
uti
pers
i p
er
clie
nte
BT
NORD CENTRO SUD ITALIA* escluso distacchi programmati e blackout
Autorità per l'energia elettrica e il gas 12
Miglioramenti della continuità del servizio: minuti persi a liv. di ambiti
Media concentrazione (114 ambiti territoriali)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005* 2006*0
50
100
150
200
250
300
350
400
450Minuti persi all'anno per cliente BT (solo interruzioni di responsabilità dell'esercente)
Legenda
valore min
valore max
10 percentile
90 percentile
Media
* Nel 2005 e 2006, incluse interruzioni in precedenza attribuite a cause esterne
Autorità per l'energia elettrica e il gas 13
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
»0 »1 »2 »3 »4 »5 »6 »7 »8 »9 »10
Min
uti p
ersi
per
clie
nte
BT
Tendenziale Effettivo
1998/1999biennio 1999/2000 2000/2001 2001/2002 2002/2003 2003/2004 2004/2005 2005/2006 2006/2007
1° periodo di regolazione
2° periodo di regolazione
Liv. nazionale di riferimento
Livello obiettivo
Revisione quadriennale della regolazione della durata
ESEMPIO AREE URBANE
Autorità per l'energia elettrica e il gas 14
Controlli per la continuitàDel servizio elettricoCOPERTURANAZIONALE2000-2006Enel per provincee aziende locali
NO
AL
PV
MI
VACO BG
LC
TN
PD
PR
PG
FR
CE
IS
CB
AV
SA
PZ
ME
BN
MT
CS
LO
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TE - B
UD
BS
CR
GR
TO
CNCN
AS
VB
VC
MN
PC
VT
MS
BI
PE
LE
TR
RO
LU
VI
VR
CH
BR
SO
DEVAL AO
IM
SP
GO
PN
TS
BZ
BL
RE
MOBO
FE
RA
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RN
SI
PT PO
FI
AR
PS
AN
MC
AP
LT
FG
BA
KR
CZ
VV
RC
SR- B
CT
CL
EN
TP
AG
Zecca Ortona
AMAIESan Remo
AMET Trani
ASM Bressanone
AGS Riva del Garda
AE- EWBolzano
AcegasTrieste
AIM Vicenza
AEM Cremona
ASM Rovereto
Sippic Capri
AMI Imola
Milano AEM
Torino AEM
Atena Vercelli
AGSM Verona
ASM Voghera
AMPS Seregno
APB Brunico
ASM Terni
SS
NU - M
AMPS Parma
ASM Brescia
METAModena
NA - ANA - M
NA - B
RI
TV - ATV - BTV - M
VE - M
VE - A
VE - B
RG - MRG - A
RG - B
SR- A
SR- M
PA - BPA - M
PA - A
Cefalù non EnelCefalù Enel
SV GE - B
GE - M
TA - A TA - M
TA - B
GE - A
RM - A
RM - M
RM -B
Roma Acea
Verifica non considerata ai fini della regolazione
PI
LI
TE - M
NU - BNU - B
NO
AL
PV
MI
VACO BG
LC
TN
PD
PR
PG
FR
CE
IS
CB
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PZ
ME
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MT
CS
LO
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TE - B
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VB
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MN
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VT
MS
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RO
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BZ
BL
RE
MOBO
FE
RA
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PS
AN
MC
AP
LT
FG
BA
KR
CZ
VV
RC
SR- B
CT
CL
EN
TP
AG
Zecca Ortona
AMAIESan Remo
AMET Trani
ASM Bressanone
AGS Riva del Garda
AE- EWBolzano
AcegasTrieste
AIM Vicenza
AEM Cremona
ASM Rovereto
Sippic Capri
AMI Imola
Milano AEM
Torino AEM
Atena Vercelli
AGSM Verona
ASM Voghera
AMPS Seregno
APB Brunico
ASM Terni
SS
NU - M
AMPS Parma
ASM Brescia
METAModena
Legenda
NA - ANA - M
NA - B
RI
TV - ATV - BTV - M
VE - M
VE - A
VE - B
RG - MRG - A
RG - B
SR- A
SR- M
PA - BPA - M
PA - A
Cefalù non EnelCefalù Enel
SV GE - B
GE - M
TA - A TA - M
TA - B
GE - A
RM - A
RM - M
RM -B
Roma Acea
2000 Controllo dati
1999 Controllo dati per ingresso in regolazione
2001 Controllo dati
2002 Controllo dati
2003 Controllo dati
PI
2004 Controllo dati
LI
TE - M
2005 Controllo dati
NU - BNU - B
Autorità per l'energia elettrica e il gas 15
Qualità erogata e qualità percepita
OGNI PUNTO CORRISPONDE A UNA REGIONE ITALIANA
R2= 0,60÷0,87
0
5
10
15
20
25
30
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
NUMERO MEDIO DI INTERRUZIONI PER CLIENTE ALL' ANNO
CLI
ENTI
INSO
DD
ISFA
TTI P
ER L
A C
ON
TIN
UIT
A' %
(F
ON
TE: I
STA
T)1998
2006
Autorità per l'energia elettrica e il gas 16
Come sono stati determinato i parametri unitari di incentivo/penalità
Fonte: Bertazzi, Fumagalli, Lo Schiavo, CIRED 2005, paper n. 300
Autorità per l'energia elettrica e il gas 17
Risultati della regolazione della qualità commerciale
3,4
48.305
2004
0,001
22
1999
0,002
54
1998
0,001
21
1997
CARTA DEI SERVIZI(standard definiti dalle
imprese)
3,1
52.229
2002
0,8
12.437
2001
0,2
4.771
2000*
REGOLAZIONE DELLA QUALITA’ DEL SERVIZIO(standard di qualità definiti dall’Autorità)
4,14,44,2RIMBORSI (Milioni euro)
73.71463.82279.072RIMBORSI (numero)
200620052003anno
* La regolazione è entrata in vigore dal 1.7.2000; i dati 2000 si riferiscono solo al II semestre
• PRIMA– Standard delle carte dei
servizi definiti dalle aziende– Differenziati e non
aggiornati– Indennizzi su richiesta e
limitati ai clienti BT
• OGGI– Standard definiti dall’Autorità con
consultazione– Uguali su tutto il territorio
nazionale e periodicamente rivisti– Indennizzi automatici con
accredito in bolletta in tempi certi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 18
Risultati della regolazione della qualità commerciale
Prestazioni soggette a livello specifico: clientela alimentata in BT, dati anno 2006
0,53,6%32.3611 gg fer863.000Riattivazione per morosità
46,77,1%51590 gg cal11.500Rettifiche di fatturazione
8,82,4%9.68815 gg lav419.000Esecuzione lavori semplici
1,90,9%16.6445 gg lav1.702.000Attivazione della fornitura
1,60,5%3.1345 gg lav826.000Disattivazione su richiesta
2.499
259
8.431
NUMERO RIMBORSI
1,71,8%3 ore (diur.)4 ore (nott.) 130.500
Ripristino fornitura per guasto misurat.
-0,8%3 ore52.600Puntualità per appuntamenti
13,12,8%20 gg lav328.000Preventivi BT
TEMPO MEDIO
EFFETTIVO
% FUORI STANDARD
STANDARDNUM. ANNUO
RICHIESTE
PRESTAZIONE
Autorità per l'energia elettrica e il gas 19
Contenuti
• Incentivi per la qualità: i risultati
• Lezioni apprese da 10 anni di esperienza
• Direzioni di evoluzione della regolazione
• In sintesi: un processo di apprendimento
Autorità per l'energia elettrica e il gas 20
Lezioni apprese
• Implementazione delle regole– Esempio: trattamento delle condizioni eccezionali
• Dialogo nella formazione dei provved.– Esempio: cicli di consultazione, speriment. A.I.R.
• Regolazione per menù– Esempio: inglobamento cause esterne
• La qualità del servizio dipende anche dal comportamento dei clienti– Esempio: indennizzi ai clienti MT condizionati
Autorità per l'energia elettrica e il gas 21
Ragioni e obiettivi di un metodo statistico per gli eventi eccezionali
RAGIONI• Difficoltà operative di raccolta della documentazione per i
casi di “forza maggiore”
• “Oltre i limiti di progetto”: caso del 13 dic.2001 di drifting snow con oltre 6 milioni di utenti coinvolti
• “Calamità naturale”: non necessariamente correlate con il sistema elettrico (es. calamità dichiarata per le ittioculture)
OBIETTIVI• Semplicità / comprensibilità• Rappresentatività / oggettività• Adeguato rispetto alla regolazione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 22
STATI UNITI• “BETA Method”: basato sull’assunzione di log-normalità
delle serie di dati giornalieri (IEEE 1366-2003)• Non utilizzato per la regolazione
GRAN BRETAGNA• Metodo Ofgem: basato su un multiplo del valore medio
giornaliero di interruzioni MT• Soglie differenziate per ognuna delle 14 imprese• Avviato nel 2003, rivisto nel 2005 (modifica soglie)
ITALIA• Metodo “EPR”: basato su una verifica “a due stadi” con
assegnazione di un giorno escluso in ogni caso• Avviato nel 2004 su base volontaria
Panorama internazionale
Autorità per l'energia elettrica e il gas 23
Metodo “eventi particolare rilevanza”
Reggio Emilia13 dicembre 2001
Metodo probabilistico a due stadi:
• tempo medio di ripristino elevato (a sinistra della linea rossa)
• contributo eccezionale all’indicatore di riferimento (sopra la linea verde)
• comunque ammesso 1 giorno/anno
Autorità per l'energia elettrica e il gas 24
PRO• Ampia adesione • Risultati sostenibili nel II periodo di regolazione• Effettiva semplificazione dei controlli
CONTRO• Limitata rappresentatività: prevalenza dei giorni
“recuperati”, minuti persi esclusi piuttosto stabili• Difficile comprensibilità per gli utenti: risultato a
fine anno, variabilità per ambito territoriale• Rigidità oraria, con problemi per eventi che sono a
cavallo della mezzanotte
Esperienza del metodo statistico utilizzato nel II periodo
Autorità per l'energia elettrica e il gas 25
SPAZIO• Dall’ambito territoriale al centro di telecontrollo• Maggiore legame con la “fisica del sistema”• Strettamente connesso alla variabile da monitorare
TEMPO• Dal giorno al periodo infragiornaliero• Valutata possibilità di unità orarie (molto numerose,
molti valori “zero”, difficoltà computazionali)• Scelta l’unità di 6 ore – poi analisi di robustezza• Intervalli di 12 ore centrati sull’unità identificata come
eccezionale (-3 dall’inizio, +3 ore dalla fine)
DATI• “scatti” MT, desumibili dal registro delle interruzioni
Un nuovo metodo statistico (cambiando unità di analisi)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 26
CHE COSA E’ ECCEZIONALE?• Un periodo di 6 ore è eccezionale se in questo periodo si
osserva un numero eccezionalmente elevato di interruzioni rispetto alla storia di quel centro
• Proposta solo interruzioni MT (consultazione: anche BT)
LA SOGLIA DI ECCEZIONALITA’• Forte variabilità del numero medio di interruzioni per
unità di 6 ore – ricerca di un modello statistico• Identificazione di una soglia diversa per ogni centro
UN METODO COMUNE• La soglia è identificata per tutti i centri nello stesso
modo• Una formula empirica cerca di correlare la soglia alle
caratteristiche di ciascun centro
Il punto di fondo
Autorità per l'energia elettrica e il gas 27
Il nuovo metodo in tre passi• Passo 1: Per ogni centro di
telecontrollo si determinano due clusterdi unità statistiche: le unità con basso numero di interruzioni sono quelle potenzialmente ordinarie, quelle con alto numero di interruzioni sono potenzialmente eccezionali.
• Passo 2: Per ogni centro di telecontrollo, si usano le unitàstatistiche potenzialmente ordinarie per stimare un modello statistico(geometrico) che genera il numero di interruzioni ordinarie (in 6 ore)
• Passo 3: Si calcola la soglia di eccezionalità come quel numero (grande) di interruzioni che il modello per le interruzioni ordinarie genererebbe con probabilitàestremamente bassa.
Unità potenzialmenteordinarie
Unità potenzialmenteeccezionali
t=20 annit=50 anni
t=100 anni
Autorità per l'energia elettrica e il gas 28
LA RICERCA DI UNA FORMULA VALIDA PER DIVERSI CENTRI• H+K*media riporta il valore della soglia alla
caratteristica più semplice del centro: la media (su 6h)
Una formula empirica di sintesi
11.210.610.19.7K coeffi.ang.)
2.72.52.32.2Η (intercetta)
t=100t=50t=30t=20Anni
Soglia eccezionalità
MT 2.8CENTRO 2Media=0.06
10.4CENTRO 1Media=0.85
t=20Anni
Autorità per l'energia elettrica e il gas 29
Lezioni apprese
• Implementazione delle regole– Esempio: trattamento delle condizioni eccezionali
• Dialogo nella formazione dei provved.– Esempio: cicli di consultazione, speriment. A.I.R.
• Regolazione per menù– Esempio: inglobamento cause esterne
• La qualità del servizio dipende anche dal comportamento dei clienti– Esempio: indennizzi ai clienti MT condizionati
Autorità per l'energia elettrica e il gas 30
Periodo di regolazione 2004-2007:processo di consultazione
1.PRIMO DOC.CONSULTAZ.
REGOLAZIONE QUALITA’
Giu-03
2.AUDIZIONI PUBBLICHE
REGOLAZIONE QUALITA’
Lug-03
• Dati e analisi quantitative su effetti del primo periodo
• Obiettivi secondo periodo
• Alcune opzioni alternative
• Spunti per la consultazione
3.SECONDO
DOC. CONS. REGOLAZIONE
QUALITA’
Nov-03
• Schema dettagliato di provvedimento (continuità del servizio)
• Modifica proposte a seguito delle osservazioni ricevute
• Range di valori numerici
4.TERZO DOC.CONSULTAZ.
REGOLAZIONE QUALITA’
Gen-04
5.AUDIZIONIPUBBLICHE
REGOLAZIONE QUALITA’
Gen-04
• Rafforzamento obiettivo di convergenza livelli di qualitàsul territorio nazionale
• Ulteriori opzioni a seguito osservazioni
• Range piùristretti di valori numerici
D. 4/04TESTO
INTEGRATO QUALITA’2004-07
Gen-04
• Comprende sia regolazione continuitàche regolazione qualitàcommerciale
• Relazione tecnica disponibile.
Autorità per l'energia elettrica e il gas 31
Evoluzione degli indennizzi ai clienti per interruzioni (II periodo, 2004-07)
DOC. CONS. REQUISITI
TECNICI PER INDENNIZZI CLIENTI MT
Giu-04
D.247/04REQUISITI x INDENNIZZICLIENTI MT
Dic-04
Testo aggiornato
D. 4/04TESTO
INTEGRATO QUALITA’2004-07
Gen-04
DOC. CONS. REQUISITI
TECNICI PER INDENNIZZI CLIENTI MT
Lug-06
D.246/06SEMPLIFIC.
REQUISITI x CLIENTI MT
Nov-06
Testo aggiornato
Testo aggiornato
DOC. CONS.REGISTRAZ.
ESATTA CLIENTI BT
DISALIMENT.
Mar-06
D. 122/06REQUISITI x REGISTRAZ.INTERR.BT
Giu-06
1°DOC. CONS.INTERRUZ. ESTESE E
PROLUNGATE
Mag-052°
DOC. CONS.INTERRUZ. ESTESE E
PROLUNGATE
Giu-063°
DOC. CONS.INTERRUZ. ESTESE E
PROLUNGATE
Gen-07
…verso il III periodo
Autorità per l'energia elettrica e il gas 32
Delibera 209/06: avvio del procedimento per la regolazione della qualità (trasmissione, distribuzione, misura e vendita) per il III periodo di regolazione (2008-2011)
• in parallelo all’analogo procedimento tariffe (del. 208/06)• analisi di impatto della regolazione per gli aspetti più importanti• revisione del sistema di incentivi/penalità• estensione degli indennizzi ai clienti BT (nuovi standard per
interruz. prolungate e per num.max. di interruzioni all’anno)• prevista estensione della regolazione alle interruzioni brevi• avvio della regolazione anche per la trasmissione• regolazione dei call center (in parallelo con il gas, del. 93/06)• sperimentazione di controlli sulla qualità commerciale (stesso
metodo utilizzato per settore gas, del. 213/06)• promozione degli investimenti finalizzati al miglioramento di
aspetti della qualità non intercettati dai meccanismi di regolazione degli output
Avvio del procedimento per il III periodo di regolazione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 33
Motivazione degli interventi e esplicitazione obiettivi Presentazione opzioni alternative per raggiungere l’obiettivoCriteri di valutazione delle opzioniPrima valutazione qualitativaValutazione “complessiva” preliminareIncontri con operatori e associaz. clienti (ricognizione)1a consultazione – verifica delle valutazioni preliminareSeminario illustrativo (Roma, 11 maggio 2007)
Il metodo AIR
Esame delle osservazioni pervenute3a consultazione (rapida) su schema provvedimentoProvvedimento finale e relazione AIR
Caratteristiche dell’analisi di impatto della regolazione
Esame delle osservazioni pervenute e pubblicazioneScelta dell’opzione preferita2a consultazione – presentazione proposte finaliSeminario illustrativo (Milano, 14 settembre 2007)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 34
SEMPLICITA’
EFFICACIA
OPZIONE A
VALUTAZIONE COMPLESSIVA
ECONOMICITA’
OPZIONE C
OPZIONE B
OPZIONE 0 (nulla)
CRITERI
• Le opzioni sono valutate su una scala qualitativa:basso / medio-basso / medio / medio-alto /alto
• Il criterio efficacia (benefici) pesa 50%; gli altri criteri (costi per esercenti e regolatore) pesano insieme 50%
Il metodo AIR (segue)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 35
Aspetti principali trattati con metodo A.I.R.
• Trasmissione e distribuzione AT1. Riduzione delle disalimentazioni (cap. 5)2. Prevenzione/mitigazione di incidenti rilevanti (cap. 6)
• Distribuzione MT/BT3. Migliorare l’affidabilità delle reti MT/BT (cap. 13)4. Estendere la tutela dei clienti finali (cap. 14)
• Vendita5. Migliorare la risposta ai reclami (cap. 23)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 36
SPUNTI PER LA CONSULTAZIONE(OPZIONI CON METODO A.I.R.)
• Per ciascun “grappolo” di opzioni– Ci sono altre opzioni che non sono state considerate? – Si condividono le valutazioni espresse? – Si invitano i soggetti interessati a fornire elementi
quantitativi in termini di costi e benefici annessi alle diverse opzioni presentate e in particolare a quella indicata come preferibile
– Si ritiene che sia preferibile un’opzione diversa da quella indicata? Se sì, per quali motivi?
Autorità per l'energia elettrica e il gas 37
Lezioni apprese
• Implementazione delle regole– Esempio: trattamento delle condizioni eccezionali
• Dialogo nella formazione dei provved.– Esempio: cicli di consultazione, speriment. A.I.R.
• Regolazione per menù– Esempio: inglobamento cause esterne
• La qualità del servizio dipende anche dal comportamento dei clienti– Esempio: indennizzi ai clienti MT condizionati
Autorità per l'energia elettrica e il gas 38
MONITORAGGIO DELLA CONTINUITA’DEL SERVIZIO ELETTRICO
UTILITY: ENEL Distribuzione SpaINTERRUPTIONS: UNPLANNED, LONG YEAR: 2004
TERRITORY: ALL AGGREGATE UP TO MONTH: 12
CAUSE TRASM. HV MV LV TOTALDURATION (CML, SAIDI)
Acts of God 0,0 0,0 14,9 1,1 16,0Users' or third parties' respons. 2,3 0,1 11,2 1,5 15,0Utility's responsibility 0,0 3,0 45,6 14,4 63,1Total all causes 2,3 3,1 71,7 17,0 94,1
CAUSE TRASM. HV MV LV TOTALNUMBER (CIs, SAIFI)
Acts of God 0,00 0,00 0,08 0,00 0,09Users' or third parties' respons. 0,14 0,01 0,28 0,01 0,44Utility's responsibility 0,00 0,10 1,87 0,14 2,11Total all causes 0,14 0,11 2,23 0,15 2,64
VOLTAGE LEVELS
Autorità per l'energia elettrica e il gas 39
Regolazione facoltativa delle interruzioni attrib. a cause esterne
Regolazione facoltativa dal 2005: le imprese possono optare per includere in regolazione le interruzioni da cause esterne
• tendenziali rivisti con stock 2003-04
• semplificazione documentazione
03-04 04-05 05-06 06-07
Interruzioni di responsabilitàdell’impresa
Interruzioni dovute a danni da
terzi
Livelllo obiettivo
Miglioramento richiesto: 2%-20%.
Miglioramento richiesto: 2%.
02-03
Autorità per l'energia elettrica e il gas 40
Effetto della regolazione volontaria delle interruzioni attribuibili a cause esterne
(anno 2006)
8,119,67,6BASSA CONCENTR.
5,511,02,5ALTA CONCENTR.
5,518,75,1MEDIA CONCENTR.
12,4
DURATA CAUSE
ESTERNE NON PARTECIP.
6,15,2ITALIA
DURATA CAUSE ESTERNE MEDIA
NAZIONALE
DURATA CAUSE
ESTERNE PARTECIP.
Indicatore
Autorità per l'energia elettrica e il gas 41
Lezioni apprese
• Implementazione delle regole– Esempio: trattamento delle condizioni eccezionali
• Dialogo nella formazione dei provved.– Esempio: cicli di consultazione, speriment. A.I.R.
• Regolazione per menù– Esempio: inglobamento cause esterne
• La qualità del servizio dipende anche dal comportamento dei clienti– Esempio: indennizzi ai clienti MT condizionati
Autorità per l'energia elettrica e il gas 42
Interventi sul numero di interruzioni
• Miglioramento durata: 53% in 5 anni• Miglioramento numero: 35% in 5 anni• Interruzioni non localizzate: 40% del totale
• Nuova regolazione del numero di interruzioni lunghe (> 3 minuti)
• Partecipazione dei clienti al miglioramento• Obiettivo: selettività con la rete del distributore
(guasti polifase e monofase)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 43
Standard di continuità per clienti MT
Alcune interruzioni sono escluse
• 3 interruzioni lunghe/anno(Comuni > 50000 abitanti)
• 4 interruzioni lunghe/anno(Comuni 5 000 ÷ 50 000 abitanti)
• 5 interruzioni lunghe/anno(Comuni < 5000 abitanti)
Italia AC MC BC <=2 88 77 73 <=3 94 86 83 <=4 97 91 88 <=5 98 93 92 <=6 99 95 95 >=7 100 100 100
Escluse interruzioni per danni di terzi,
forza maggiore e origine RTN/AT
% campione clienti MT P>=100 kW, anno 2002
Autorità per l'energia elettrica e il gas 44
CONFRONTI INTERNAZIONALI: standard numero max. annuo interruzioni lunghe per cliente
Fonte: CEER Task Force on Quality of Supply, 3rd Benchmarking Report, 2005
8 (MV)
12 (LV)
8 (MV)
12 (LV)
3 (MV)
n.a (LV)
3 (MV) (each longer than 3 hours)
3 (LV) (each longer than 3 hours)
2 (MV)
n.a (LV)
Metro-politan
20 (MV)
24 (LV)
Ruraldisperse
15 (MV)
18 (LV)
30 (MV)
36 (LV)
5 (MV)
n.a (LV)
6 (MV)
n.a (LV)
Rural(villages)
12 (MV)
15 (LV)
18 (MV)
23 (LV)
4 (MV)
n.a (LV)
3 (MV)
n.a (LV)
Semi-urban(towns)
Urban(cities)
Territory
Country
SPAIN (**)
PORTUGAL
ITALY
GR. BRITAIN
3 (MV)
n.a (LV)FRANCE
Standardeuropei sul massimo numero di interruzioni lunghe per cliente(interruzioni di durata > 3 minuti se non indicato diversamente)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 45
Effetti degli standard di continuità per clienti MT
In caso di violazione degli standard:
Penalità ai distributori (delibera 4/04)- versate ai clienti come indennizzi (stesso ammontare) o alla Cassa Conguaglio per i miglioramenti di continuità- verifica degli standard iniziando dai clienti di maggiori dimensioni e progressivamente estesa a tutti i clienti MT
Indennizzi ai clienti MT con impianti adeguati ai requisiti tecnici di selettività (Delib. 247/04)- solo per i clienti (di qualunque dimensione) che dimostrano di rispettare i requisiti tecnici- requisiti aggiornati in funzione dell’evoluzione della normativa tecnica (CEI 0-15 su manutenzione cabine)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 46
Indennizzi automatici
I = (n – s) x PMI x Vp x R
nmax = 2s
Potenza Media Interrotta=
0,7 x Potenza disponibile
2,5 €/kW (PMI ≤ 500 kW)2,0 €/kW (PMI > 500 kW)
R = 0,6 ÷ 1
Autorità per l'energia elettrica e il gas 47
Corrispettivo tariffarioper i clienti che non si adeguano
+ 0,15 €CTS = 1 €/giornoEnergia consumataPotenza disponibile
• Dovuto dai clienti che non hanno i requisiti:
dal 2008 clienti con potenza disponibile ≤ 500 kW (ammontare ancora da definire)
dal 2007 clienti con potenza disponibile > 500 kW
x
Autorità per l'energia elettrica e il gas 48
NUOVI STANDARD - numero massimo di interruzioni lunghe per cliente MT (dal 2006):% clienti MT peggio serviti sul totale clienti (sono esclusi punti di consegna su palo e cabine in elevazione con consegna agli amarri con potenza disponibile fino a 100 kW)
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
35,0%
Piem
onte
Lom
bard
ia
Tren
tino
Alto
Adi
geVe
neto
Friu
li Ven
ezia
Giu
liaLi
guria
Emilia
Rom
agna
Tosc
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Umbr
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zioAb
ruzz
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olise
Cam
pani
aPu
glia
Basil
icata
Cala
bria
Sicil
iaSa
rdeg
naNo
rdCe
ntro
Sud
ITAL
IA
Autorità per l'energia elettrica e il gas 49
NUOVI STANDARD - numero massimo di interruzioni lunghe per cliente MT (dal 2006):Clienti “peggio serviti”e dichiarazioni di adeguatezza inviate
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
Nord
Centro
Sud
clienti peggio serviti clienti che hanno inviato la dichirazione di adeguatezza
Autorità per l'energia elettrica e il gas 50
Contenuti
• Incentivi per la qualità: i risultati
• Lezioni apprese da 10 anni di esperienza
• Direzioni di evoluzione della regolazione
• In sintesi: un processo di apprendimento
Autorità per l'energia elettrica e il gas 51
Direzioni di evoluzione
durata
Standard zonali
riferiti ai cl.BT
qualitàtecnicadistribuzione
Reti BT, MT, AT
interruzioni lunghe
trasmissione
Qualità vendita (liberalizzazione)
qualità della tensione
Interruz. brevi, lunghe e“lunghissime”
numero
standard individuali
di continuità
riferiti a clienti MT
Investimenti infrastrutturazione
AT
Potenza di corto circuito
Regole tecniche connessione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 52
Sviluppi in corso
• Numero di interruzioni lunghe e brevi– Innovazione e stabilità regolatoria: quale rapporto?
• Qualità della vendita nel mercato retail– Scelta del cliente o scelta del regolatore?
• Qualità della trasmissione– Una qualità troppo variabile?
• Potenza c.to-c.to e qualità della tensione– Un regolatore eccessivamente intrusivo?
• Infrastrutturazione AT– Verso la regolazione degli input?
Autorità per l'energia elettrica e il gas 53
Distribuzione in media e bassa tensione
• Caratteristiche della rete di distribuzione (MT/BT)– In MT, rete magliata esercita in assetto radiale: non
può sopportare un guasto senza disalimentare il carico, con ampia possibilità di controalimentazione
– In BT, rete radiale con limitata possibilità di controalimentazione
– Elevato contributo agli indicatori di interruzione per cliente (MT: 60%-80%; BT: 15%-40%)
• Passaggio da neutro compensato a neutro isolato– Rottura del paradigma guasto = interruzione
• Difficile rilevazione delle preferenze dei clienti– Famiglie, servizi (non critici): durata– Industria, servizi critici: numero (lunghe, brevi, micro)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 54
Costi di interruzione per clienti (Survey AEEG 2003; campione 1.100 famiglie e 1.500 clienti business; interviste personali; metodologia CIGRE’ Task Force 38.06.01, 2000)
Fonte: Bertazzi, Fumagalli, Lo Schiavo, CIRED 2005, paper n. 300
1,00
10,00
100,00
1000,00
10000,00
3 minutes 1 hours 2 hours 4 hours 8 hours
DOMESTIC GLOBAL BUSINESS up to 10 kWfrom 10 kW to 30 kW over 100 kW
Autorità per l'energia elettrica e il gas 55
Miglioramenti della continuità del servizio: numero medio interruzioni
0
1
2
3
4
5
6
7
1998 1999 2000 2001 2002 2003 * 2004 2005 2006
Num
ero
med
io d
i int
erru
zion
i per
clie
nte
all'a
nno
Interruzioni lunghe (durata > 3 min) Interruzioni brevi (durata tra 1 sec e 3 min)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 56
Differenza di miglioramento tra durata e numero di interruzioni lunghe
MIGLIORAMENTO RISPETTO AL 1999
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1999 2000 2001 2002 2003 * 2004 2005 2006
NU
MER
O IN
DIC
E (1
999=
100)
DURATA NUMERO (int.lunghe)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 57
Opzioni per la distribuzione MT/BT
3. Migliorare l’affidabilità della rete (cap. 13)
Medio#3.B: come opzione #3.A ma considerando anche le brevi
Valut.prel.Opzioni
Medio-alto
#3.C: introdurre la regolazione del numero di interruzioni (lunghe+brevi) ma mantenendo la regolazione della durata
Medio-basso
#3.A: sostituire la regolazione della durata con una regolazione incentivante del numero di interruzioni lunghe
Medio#3.0 (opzione nulla) mantenere l’attuale regolazione per incentivi e penalità della durata di interruzione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 58
Regolazione incentivante del numero di interruzioni lunghe+brevi• Livelli obiettivo:
– individuata forcella di valori corrispondenti, nel 2006, rispettivamente al 20° e al 33° percentile dei valori medi per ambito territoriale per le interruzioni attribuite a altre cause e cause esterne (con nuovo criterio di accorpamento).
– aumentati per le imprese che opteranno per il meccanismo di inclusione delle interruzioni attribuibili a cause esterne (0,2 interruzioni/cliente per l’alta e la media concentrazione e 0,3 per la bassa concentrazione)
– raggiungibili nell’arco di 3 periodi di regolazione
• Livelli di partenza: – valore medio biennale (media ponderata sui clienti BT)
dell’indicatore di riferimento relativo agli anni 2006 e 2007, ricalcolati secondo le nuove regole di accorpamento e di esclusione delle interruzioni
Autorità per l'energia elettrica e il gas 59
Regolazione incentivante del numero di interruzioni lunghe+brevi• Livelli tendenziali: proposta una funzione diversa, e meno
severa, da quella utilizzata per la regolazione della durata, per tenere conto del ritardo tra la pianificazione degli investimenti e i loro effetti.
• Parametri unitari di incentivo/penalità (€/interruzione/kW):– come per la regolazione della durata dovrebbero rispecchiare
la Willingness To Pay dei clienti ed essere sensibilmente maggiori per l’utenza non domestica e crescenti al peggiorare dei livelli di continuità
– maggiorati per le imprese che aderiscono al meccanismo opzionale di riduzione delle interruzioni attribuibili a cause esterne
• Diluizione delle penalità: proposto un meccanismo analogo a quello in vigore (e riproposto) per la regolazione della durata di interruzione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 60
Costi/benefici della regolazione della durata e del numero di interruzioni -
simulazioni
Stima per il terzo periodo di regolazione
17% - 30%16% - 33%Benefici: miglioramenti % rispetto al livello di partenza
1,90 - 4,700,65 - 2,501,35 - 2,35Costi: impatto tariffario medio sul periodo [€/cliente/anno]
265 - 65095 - 355190 - 330Costi : onere degli incentivi a favore delle imprese [M€]
Effetto complessivo, con tetto max
Regolazione del numero di interruzioni
Regolazione della durata di interruzione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 61
Sviluppi in corso
• Numero di interruzioni lunghe e brevi– Innovazione e stabilità regolatoria: quale rapporto?
• Qualità della vendita nel mercato retail– Scelta del cliente o scelta del regolatore?
• Qualità della trasmissione– Una qualità troppo variabile?
• Potenza c.to-c.to e qualità della tensione– Un regolatore eccessivamente intrusivo?
• Infrastrutturazione AT– Verso la regolazione degli input?
Autorità per l'energia elettrica e il gas 62
Vendita al dettaglio• L’attività di vendita è liberalizzata
– Dal 1 luglio 2007 apertura totale del mercato– Regime di separazione tra distributore e venditore
• In quanto attività libera, la vendita è soggetta a una regolazione di qualità più leggera– Standard specifico sui tempi di rettifica fatture– Standard generale sui tempi di risposta a reclami– Nuovi standard per qualità dei call center
• Esperienza dal settore gas – convergenza– Venditore interfaccia unico per il cliente– Obblighi di tempestività per il venditore nell’inoltro al
distributore di richieste da parte del cliente
Autorità per l'energia elettrica e il gas 63
La regolazione della qualità dei servizi telefonici commerciali: gli obiettivi
AccessoAccesso IVRIVR
AttesaAttesa
AttesaAttesa Colloquio operatoreColloquio operatore
Sezione AQualità dell’accesso
Sezione BQualità del servizio
AccessoAccesso Colloquio operatoreColloquio operatore
Con IVRCon IVR
Senza IVRSenza IVR
– Accesso: aumentare l’offerta di contatto e limitare il numero dei tentativi di accesso ai sistemi di call center
– IVR: offrire al cliente finale servizi automatici efficienti con facilitàdi accesso all’operatore
– Attesa: offrire opportunità di colloquio con un operatore in tempi compatibili con le aspettative del cliente finale
– Colloquio: garantire al cliente finale una interazione con l’operatore efficace e risolutiva
Autorità per l'energia elettrica e il gas 64
La regolazione della qualità dei servizi telefonici commerciali: gli strumenti
– Requisiti minimi: orario di apertura dei servizi telefonici con operatore; informazione tramite bolletta e sito internet
– Standard: rilevati su base mensile
• accessibilità al servizio AS ≥ 80%• Tempo medio di attesa TMA ≤ 240 s• Livello di servizio LS ≥ 90%
– Customer satisfaction: indagine periodica sulla soddisfazione dei clienti che si sono serviti dei call center (call back)
– Punteggio di benchmarking: pubblicato su base semestrale
• una prima parte (PA) legata all’accesso al servizio• una seconda parte (PQ) correlata alla qualità del servizio• una terza parte (PSC) correlata agli esiti dell’indagine di call back
IQT = [(PA + PQ) / (PA + PQ)max x 100 ] x 0,7 + PSC x 0,3
Autorità per l'energia elettrica e il gas 65
REGOLAZIONE CALL CENTER: MENU DEI PUNTEGGI PQ
Segnalazione del numero di chiamate che precedono in coda (anche in aggiunta alla caratteristica precedente)
Possibilità di essere richiamati a scelta del cliente
Iniziative congiunte con le associazioni dei consumatori avviate nel semestre
Presenza di un portale internet per l’offerta di servizi dispositivi con funzionalità web self-service(in aggiunta al canale telefonico)
Valore medio semestrale dell’indicatore RR ≥60%
Passaggio all’operatore al primo livello dell’albero fonico
Valore medio semestrale dell’indicatore LS (livello di servizio)
Valore medio semestrale della percentuale delle chiamate di clienti che hanno richiesto di parlare con un operatore con tempo di attesa inferiore a 180 secondi
Livello effettivo
10 punti per offerta di servizi dispositivi on line, diversi dall’autolettura
Servizi on line in aggiunta al call center
10 puntiPartecipazione delle associazioni
1 punto per ogni 1% in piùrispetto al 75% 2 punti per ogni 1% in più rispetto al 90%
Tempo di attesa
2 punti per ogni 1% in piùrispetto allo standard generale
Livello di servizio
10 punti Facilità di navigazione
2 punti
PunteggioIndicatore o caratteristica
5 punti Gestione di code per picchi di chiamate
1 punto per ogni 2% in piùrispetto al 60%
Efficacia dei servizi automatici dispositivi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 66
Sviluppi in corso
• Numero di interruzioni lunghe e brevi– Innovazione e stabilità regolatoria: quale rapporto?
• Qualità della vendita nel mercato retail– Scelta del cliente o scelta del regolatore?
• Qualità della trasmissione– Una qualità troppo variabile?
• Potenza c.to-c.to e qualità della tensione– Un regolatore eccessivamente intrusivo?
• Infrastrutturazione AT– Verso la regolazione degli input?
Autorità per l'energia elettrica e il gas 67
TRASMISSIONE E DISTRIBUZIONE IN ALTA TENSIONE
• Caratteristiche della rete di trasmissione (RTN) e distribuzione in alta tensione (rete D-AT)– Rete magliata: può sopportare un guasto senza
disalimentare il carico– Ridotto contributo agli indicatori di interruzione per
cliente (RTN+D-AT: <5%, salvo grandi incidenti)
• Distinzione tra disalimentazioni e “incidenti rilev.”– “Incidente rilevante”: ENS>150 MWh non forniti e
durata>30’ – proposto innalzamento a 500 MWh
• Regolazione attualmente limitata alla trasparenza – Regole di registrazione (innovative dal 2006)– Livelli attesi di qualità di trasmissione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 68
Trasmissione esiti della consultazione e proposte
• Principali osservazioni– ENS indicatore appropriato per trasmissione ma non per
distribuzione AT– Aumento soglia incidente rilevante: contrarietà dei distributori– Eccessivamente costosa ipotesi di nuovi criteri di sicurezza
aggiuntivi e condizionati per il dispacciamento– Necessità di intervenire non solo su ENS ma anche su numero
disalimentazioni (lunghe e brevi)
• La consultazione ha fatto emergere una nuova proposta– Applicabile solo alla trasmissione (usando ENS)– Unificare la regolazione tra “disalimentazioni ordinarie” e
“incidenti rilevanti”– Limitare il più possibile il regime di esclusioni– Includere Distribuzione-AT nella regolazione della distribuzione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 69
Trasmissione esiti della consultazione e proposte
• Proposta di regolazione per trasmissione– Esclusioni:
• incidenti con perturbazioni in frequenza di origine EU• applicazione PESSE con preavviso il giorno prima• catastrofi naturali (terremoti e alluvioni); attacchi, sabotaggi, furti• ordini di autorità pubblica (es. apertura linee per spegnimento incendi)
– Per “incidenti rilevanti” (oltre 200-250 MWh) si applica una funzione di “smussamento” (fino a 2500-3000 MWh)
– Il target è calcolato sulla serie storica 2000-2006• A livello nazionale per ENS, usando la funzione di “smussamento”• A livello di Area per Numero disalimentazioni (lunghe+brevi)• Il target è soggetto a miglioramento nel corso del periodo
– Incentivo/penalità: 10÷15€/kWh-ENS; 6÷10 €/disalimentaz./kW
OBIETTIVO: promuovere e accelerare la realizzazione di investimenti selettivi per il miglioramento della
continuità del servizio di trasmissione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 70
Trasmissione esiti della consultazione e proposte
FUNZIONE CONVENZIONALE DI "SMUSSAMENTO" E SATURAZIONEProposta
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
ENS RILEVATA (MWh/evento)
ENS
REG
OLA
TA (M
Wh/
even
to)
Due possibili profili, in relazione alle due ipotesi di soglia di incidente rilevante: 200 MWh/evento (linea viola) o 250 MWh/evento (linea blu)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 71
Sviluppi in corso
• Numero di interruzioni lunghe e brevi– Innovazione e stabilità regolatoria: quale rapporto?
• Qualità della vendita nel mercato retail– Scelta del cliente o scelta del regolatore?
• Qualità della trasmissione– Una qualità troppo variabile?
• Potenza c.to-c.to e qualità della tensione– Un regolatore eccessivamente intrusivo?
• Infrastrutturazione AT– Verso la regolazione degli input?
Autorità per l'energia elettrica e il gas 72
Ipotesi di relazione semplificata tra SCC e variazione rapida di tensione (Δu)
Scc
Progetto di rete
Esercizio e gestione della
della rete
Distributore
Cliente
Generazione distribuita
Variazione di richiesta di
potenza
Variazione di tensione
Trasmissione
Caratteristiche impianto utenza
Altri clienti
rete
utentecc u
MVASS
Δ⋅≅
)1(*2
utente
istantaneot S
SK Δ=
cc
utentetrete S
SKu ≅Δ
Autorità per l'energia elettrica e il gas 73
%5≤Δ reteu
1,76%14,3%6,5%2,2%0,3%% nodi non conformi
45101998707265Potenza media [kW]
160783431269Potenza media mal fornita [kW]
755215478920654544# Clienti MT
13322514515# Clienti MT con ΔSmf< 0
35%41%44%26%Percentuale di potenza mal fornita %
TOTALE>3,<=10[MW]
>1,<=3[MW]
>400,<=1000[kW]
<=400[kW]
Analisi sui soli nodi “Cliente MT+misti”
%5lim =Δu
• ipotesi di soglie minime di SCC
60402515n.d.Potenza cto cto minima [MVA]
3÷101÷30,51÷10.1÷0.5<0.1Potenza disponibile [MW]
Autorità per l'energia elettrica e il gas 74
Iniziative per la qualità della tensione
• In Italia: iniziativa di monitoraggio QT su reti MT– http://queen.ricercadisistema.it
• Ricerca sui costi dei clienti per microinterruzioni• In Europa: iniziativa CEER di revisione EN 50160
– www.ceer-eu.org www.ergeg.org
• Nessuna attuazione dei contratti per la qualità– Esigenza di iniziative di coinvolgimento dei clienti
• Possibili iniziative per III periodo di regolazione– Periodo biennale di verifiche impiantistiche su richiesta– Misurazione individuale semplificata sul punto di cons.– Misurazione totale buchi tensione su semisbarre MT– Soluzioni di connessione ad alta qualità (contratti)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 75
QUALITA’ DELLA TENSIONE: SISTEMA DI MONITORAGGIO
Fonte: CESI RICERCA - RdS
400 strumenti sulle semisbarre MT delle cabine AT/MT; campione del 10 % della rete MT con rappresentativitàstatistica di:
• lunghezza totale delle linee collegate alla semisbarra;
• tipo delle linee MT (aeree a conduttori nudi, in cavo, miste);
• numero di clienti MT;• tipologia di esercizio del neutro
(isolato/compensato);• densità al km2 di clienti BT
serviti dalla rete MT;• potenza dei trasformatori
AT/MT;• tensione nominale.
Autorità per l'energia elettrica e il gas 76
RISULTATI DEL MONITORAGGIO DELLA QUAL.TENSIONE SU RETI MT
BUCHI DI TENSIONE: Numero medio nazionale annuoPeriodo riferimento : 1 anno; 400 punti di misura
Fonte: CESI RICERCA http://queen.ricercadisistema.it
QUERY INTERATTIVA SU INTERNEThttp://queen.ricercadisistema.it
Residual voltage [%]
20 < t ≤ 200 [ms]
200 < t ≤ 500 [ms]
500 < t ≤ 5000 [ms]
500 < t ≤ 60000 [ms]
Total
90 > u ≥ 80 31,2 7,5 1,9 0,1 40,7
80 > u ≥ 70 19,6 5,2 0,8 0,1 25,7
70 > u ≥ 40 42 5,8 0,7 0,1 48,6
40 > u ≥ 5 15,6 2,7 0,4 0 18,7
5 > u ≥ 1 0,4 0,1 0 0 0,5 Total 108,8 21,3 3,8 0,3 134,2
Al di sotto della linea rossa (curvaindicativa di compatibilità – immunità diclasse 3 EN61000-4-11): 20% del numero di buchi di tensione per punto all’anno
Autorità per l'energia elettrica e il gas 77
RISULTATI DEL MONITORAGGIO DELLA QUAL.TENSIONE SU RETI MT
BUCHI DI TENSIONE: Numero medio annuo per regionePeriodo riferimento : 1 anno; 400 punti di misura
0
50
100
150
200
250
300
Emilia R
.
Lombardia
Toscan
a
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Autorità per l'energia elettrica e il gas 78
Sviluppi in corso
• Numero di interruzioni lunghe e brevi– Innovazione e stabilità regolatoria: quale rapporto?
• Qualità della vendita nel mercato retail– Scelta del cliente o scelta del regolatore?
• Qualità della trasmissione– Una qualità troppo variabile?
• Potenza c.to-c.to e qualità della tensione– Un regolatore eccessivamente intrusivo?
• Infrastrutturazione AT– Verso la regolazione degli input?
Autorità per l'energia elettrica e il gas 79
PROMOZIONE INVESTIMENTI SPECIFICI
• Alcuni investimenti potrebbero non essere adeguatamente sollecitati dagli standard e dagli incentivi in quanto non “intercettati” negli indicatori– Esempio: rafforzamento linee aeree (escl. eventi eccez.)
• L’aumento della remunerazione del capitale potrebbe essere introdotto anche in distribuzione– Necessità di regole di identificazione e di controlli
• Possibili investimenti specifici da promuovere– Linee aeree (gap rispetto alle nuove norme europee)– Potenza di corto circuito (linee con nodi con Scc insuff.)– Tensioni nominali obsolete a fronte di picchi di domanda – Sperimentazioni di reti MT attive chiuse in anello– Infrastrutturazione AT
Autorità per l'energia elettrica e il gas 80
PERCHE’ LA REGOLAZIONE DELLA QUALITA’NON STIMOLA ALCUNI INVESTIMENTI
• Es: RETI DISTRIBUZIONE IN ALTA TENSIONE– le interruzioni originate sulle reti AT sono escluse
dall’indicatore di riferimento (per eccessiva volatilità del contributo AT rispetto all’indicatore complessivo)
– l’infrastrutturazione AT comporta vantaggi anche diversi dalla qualità del servizio (energia liberata, sicurezza del sistema)
– gli investimenti in AT hanno una complessità tale (tempi di realizzazione condizionati dalle autorizzazioni e coordinamento con Terna) che gli effetti di questi investimenti possono travalicare il periodo regolatorio
– in alcune zone del Paese l’infrastrutturazione AT èparticolarmente carente (Sicilia e altre regioni del Sud); l’eventuale incentivo tariffario deve essere mirato, non a pioggia, per colpire le situazioni critiche
Autorità per l'energia elettrica e il gas 81
Contenuti
• Incentivi per la qualità: i risultati
• Lezioni apprese da 10 anni di esperienza
• Direzioni di evoluzione della regolazione
• In sintesi: un processo di apprendimento
Autorità per l'energia elettrica e il gas 82
QUALITÀ
QUALITA’SERVIZI
TELEFONICI
QUALITA’COMMERCIALE
CONTINUITA’DEL SERVIZIO
QUALITA’DELLA
TENSIONE
•ACCESSSO AL CALL CENTER
•SEMPLICITA’RISPONDITORE AUTOMATICO
•TEMPI DI ATTESA
•ATTENZIONE AL CLIENTE
•RETTIFICHE FATTURAZIONE
•RIPAR.GUASTI E VERIFICHE MISURATORI
•PREVENTIVI•ALLACCIAMENTI•ATTIVAZIONI•APPUNTAMENTI•INTERRUZIONI SENZA PREAVVISO LUNGHE E BREVI
•INTERRUZIONI CON PREAVVISO
•VARIAZIONI LENTE (10-MIN)
•BUCHI DI TENSIONE
•SOVRATENSIONI•ARMONICHE•FLICKER
VEN
DITA
OBBLIGHI DI SERVIZIO , STANDARD GENERALI E SISTEMA DI
BENCHMARKING
STANDARD GENERALI E
INDIVIDUALICON INDENNIZZI
AUTOMATICI
DISTR
IBU
ZION
E E TR
ASM
ISSION
E
COLLEGAMENTO CON LA TARIFFA PER RIDURRE
NUMERO E DURATA MEDIA DI INTERRUZ.;
STANDARD INDIVID. SU NUMERO E DURATA MAX
MONITORAGGIO QUALITA’ TENSIONE; CONTRATTI PER LA
QUALITA’
DIMENSIONI DELLA QUALITA’E STRUMENTI DI REGOLAZIONE
MISU
RA
Autorità per l'energia elettrica e il gas 83
Un processo di apprendimento
Nuovi limiti di tensione (?)
Monitoraggio reti AT e MTQualità tensione
Standard con indennizzi
(anche ev.eccezion)
Consultazioni e studi statistici
Int.prolungate(durata max)
Regolazione RTN prom.invest.D-AT
Monitoraggio trasmissioneQualità RTN/AT
Incent./penalitàlunghe+brevi
Monitoraggio int.lunghe+brevi
Monitoraggio int.lunghe
Numero medio interr. /cliente
Standard con indennizzi
(anche int. brevi)
Standard con indennizzi
(solo int. lunghe)
Monitoraggio classi di servizio
Indennizzi MT(numero max)
Monitoraggio classi di servizio
Prerequisiti identific.cl.interr.
Indennizzi BT (numero max)
Incentivi / penalità
Incentivi / penalità
Incentivi / penalità
Minuti persi (durata media)
3° periodo2° periodo1° periodo